CN105018051A - 一种智能封堵水基钻井液 - Google Patents

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Abstract

本申请涉及一种智能封堵水基钻井液，所述智能封堵水基钻井液包括：100份重量份海水或淡水、1～5重量份钠基膨润土、0.2～1重量份pH值调节剂、0.5～2重量份降失水剂、0.1～0.6重量份流型调节剂、5～25重量份水活度调节剂、1～4重量份封堵剂、1～4重量份封堵防塌剂、1～3重量份页岩抑制剂、0.2～1重量份页岩包被剂。本申请的智能封堵水基钻井液可随着滤液进入地层，遇地层水可智能匹配裂缝、孔隙形状，充填空间，与地层基质胶结，形成致密牢固的一体化结构，降低孔隙度、渗透率，阻止滤液进一步侵入，同时提高地层强度，解决地层失稳问题，并且较油基钻井液更为环保，成本更低。

Description

一种智能封堵水基钻井液
技术领域
本申请属于石油开发钻井液技术领域，涉及一种可稳定泥页岩井壁的智能封堵水基钻井液。
背景技术
井壁稳定与钻井液滤液侵入或漏失关系密切，通常认为大的漏失难堵而小的漏失易堵，所以在开发作业中极少关注微小的钻井液损失。然而事实却截然相反，越是微小的泄漏越是难以治理，如防洪大堤溃于蚁穴。泥页岩孔径通常在几百纳米到几个微米，渗透率为纳达西级(K＝10-21～10-9D)，通常被地层水饱和，不可压缩，故极小的侵入量也可极大的改变其应力平衡状态，使其逐步失稳。
国内主要通过强抑制、强封堵、成膜封堵等技术措施应对泥页岩井壁失稳，其本质主要是强调外部封堵，但对深入泥页岩内部则能力有限甚至无能为力，即难以通过改变基质地层本身的性能(渗透率、强度)，达到延缓或阻止滤液向地层侵入，实现地层长时间稳定性能的目的。
另外，国内外普遍采用油基钻井液解决泥页岩井壁稳定问题，但是油基钻井液配制成本高，环境污染风险高，随着各国对环境保护的日益重视，其应用越来越受到限制，因此，大力发展性能接近油基的水基钻井液是主要方向。
因此，需要开发一种可以深入泥页岩内部的智能封堵水基钻井液。
发明内容
本申请的目的是提供一种能够解决上述问题的智能封堵水基钻井液。
本申请所提供的智能封堵水基钻井液，包括以下重量份的各组分：
在一些实施方式中，所述智能封堵水基钻井液，包括以下重量份的各组分：
优选地，所述智能封堵水基钻井液，包括以下重量份的各组分：
所述封堵剂可以为本领域常用的封堵剂，例如购买自天津中海油服化学有限公司的PF-SmartSeal。
在一些实施方式中，所述封堵剂可以选自单糖、己糖酸盐、均一性多糖、两性氢氧化物、腐殖酸和腐殖酸盐中的一种或多种。
所述封堵防塌剂可以为本领域常用的封堵防塌剂。
在一些实施方式中，所述封堵防塌剂可以为可变形封堵防塌剂。
优选地，所述可变形封堵防塌剂由10～90重量份的微米级不可变形材料、20～80重量份的纳米级可变形可再分散聚合物和10～60重量份的天然高分子改性材料组成，其中所述微米级不可变形材料选自呈微米级的颗粒形式的木棉短纤维、碳酸钙、重晶石、大理石、云母、蛭石、石英、锯末、亚麻纤维、花生壳、玉米芯、纸纤维、甘蔗渣、棉籽壳、石棉粉、稻壳、赛璐珞、玻璃纸和鱼鳞中的一种或多种，所述纳米级可变形可再分散聚合物选自纳米级的聚甲基丙烯酸甲酯、聚异戊二烯、聚二甲基硅氧烷和其共聚物、聚乙烯、羧基化的苯乙烯/丁二烯共聚物、苯乙烯/丁二烯共聚物、聚乙酸乙烯酯共聚物、聚乙酸乙烯酯/氯乙烯/乙烯共聚物、乙烯/氯乙烯/醋酸乙烯共聚物、醋酸乙烯酯/高级脂肪酸乙烯酯共聚物、乙烯/氯乙烯/月桂酸乙烯酯三元共聚物、乙烯/氯乙烯共聚物和聚乙酸乙烯酯/乙烯共聚物中的一种或多种，所述天然高分子改性材料选自腐植酸类改性材料、橡胶类材料、沥青类材料、淀粉类改性材料和木质素类改性材料中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述可变形封堵防塌剂可以通过中国专利ZL201210120118.9所公开的方法制备。
在一些实施方式中，所述页岩抑制剂可以选自乙二醇、丙三醇、聚乙二醇、嵌段聚醚和聚胺中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述pH值调节剂可以选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠和碳酸氢钠中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述降失水剂可以选自聚阴离子纤维素和改性淀粉中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述流型调节剂可以选自黄原胶、瓜胶和韦兰胶中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述水活度调节剂可以选自氯化钠、氯化钾、甲酸钾、甲酸钠和氯化钙中的一种或多种。
在一些实施方式中，所述页岩包被剂可以为水解度为20％～30％的部分水解聚丙烯酰胺。
本申请的智能封堵水基钻井液较现有技术具有如下的优势：
1、可随着滤液进入地层，遇地层水可智能匹配裂缝、孔隙形状，充填空间，与地层基质胶结，形成致密牢固的一体化结构，降低孔隙度、渗透率，阻止滤液进一步侵入，同时提高地层强度。
2、能够解决地层失稳问题，并且较油基钻井液更为环保，成本更低。
3、本申请中添加的封堵剂和封堵防塌剂具有协同增效效果，有效阻缓或阻止滤液的侵入，大大减少因滤液侵入对地层原有应力系统的破坏，维持地层长时间稳定性能。
4、当本申请中添加中国专利ZL201210120118.9公开的可变形封堵防塌剂时，由于其核心物质为纳米级可变形球状粒子，在压差作用下，球状改变为饼状，紧密、减小孔隙/裂缝口径、增大压差，进一步压缩、致密成一面“油漆墙”，从而显著地降低地层渗透率，减少滤液侵入。
5、页岩抑制剂的活性组分能吸附在粘土颗粒表面，增大膨润土颗粒表面的疏水性，同时其特有的小分子结构能进入颗粒层间，抑制水进入层间，防止膨润土颗粒吸水膨胀。
附图说明
图1为几种钻井液针对美国PIERRE II天然页岩进行的孔隙压力传递实验结果图。
图2为几种钻井液针对HOLEPLUG岩屑进行的膨胀量变化曲线图。
具体实施方式
下面通过实施例来描述本申请的实施方式，本领域的技术人员应当认识到，这些具体的实施例仅表明为了达到本申请的目的而选择的实施技术方案，并不是对技术方案的限制。根据本申请的教导，结合现有技术对本申请技术方案的改进是显然的，均属于本申请保护的范围。
以下实施例中采用的封堵剂PF-SmartSeal、封堵防塌剂PF-AquaSeal、页岩抑制剂PF-AquaTrol、聚胺抑制剂PF-UHIB、小分子包被剂PF-UCPA和防泥包润滑剂PF-HUBE均购买自天津中海油服化学有限公司，其他化学物质可任意从市面购买。
智能封堵水基钻井液的制备
实施例1
称量33g质量分数为12％的室温养护至少16小时的钠基膨润土浆，加入盛有371g海水的浆杯中，在11000转/分钟的转速下边搅拌边依次加入0.8g氢氧化钠、2g聚阴离子纤维素PAC LV、0.4g黄原胶、20g氯化钠、4g封堵剂PF-SmartSeal、4g封堵防塌剂PF-AquaSeal、4g页岩抑制剂PF-AquaTrol、0.8g水解度为30％的部分水解聚丙烯酰胺，高速搅拌30分钟。
实施例2
称量72g质量分数为12％的室温养护至少16小时的钠基膨润土浆，加入盛有337g海水的浆杯中，在11000转/分钟的转速下边搅拌边依次加入1.2g氢氧化钠、4g聚阴离子纤维素PAC LV、1.2g黄原胶、60g氯化钠、8g封堵剂PF-SmartSeal、8g封堵防塌剂PF-AquaSeal、8g页岩抑制剂PF-AquaTrol、1.6g水解度为30％的部分水解聚丙烯酰胺，高速搅拌30分钟。
实施例3
称量100g质量分数为12％的室温养护至少16小时的钠基膨润土浆，加入盛有312g海水的浆杯中，在11000转/分钟的转速下边搅拌边依次加入1.2g氢氧化钠、2g交联淀粉、0.8g黄原胶、80g氯化钠、12g封堵剂PF-SmartSeal、12g封堵防塌剂PF-AquaSeal、12g页岩抑制剂PF-AquaTrol、0.8g水解度为30％的部分水解聚丙烯酰胺，高速搅拌30分钟。
对比例1(不加封堵剂的水基钻井液)
称量100g质量分数为12％的室温养护至少16小时的钠基膨润土浆，加入盛有312g海水的浆杯中，在11000转/分钟的转速下边搅拌边依次加入1.2g氢氧化钠、8g交联淀粉、0.8g黄原胶、80g氯化钠、12g封堵防塌剂PF-AquaSeal、12g页岩抑制剂PF-AquaTrol、1.2g水解度为30％的部分水解聚丙烯酰胺，高速搅拌30分钟。
对比例2(不加封堵防塌剂的水基钻井液)
称量100g质量分数为12％的室温养护至少16小时的钠基膨润土浆，加入盛有312g海水的浆杯中，在11000转/分钟的转速下边搅拌边依次加入1.2g氢氧化钠、8g交联淀粉、0.8g黄原胶、80g氯化钠、12g封堵剂PF-SmartSeal、12g页岩抑制剂PF-AquaTrol、1.2g水解度为30％的部分水解聚丙烯酰胺，高速搅拌30分钟。
性能测试
1、流变参数测试：
为了将本申请与现有技术进行对比，还配制了质量分数为3％的氯化钠溶液、聚合醇钻井液、聚胺钻井液和油水比为80:20的油基钻井液。
聚合醇钻井液配制：在100份海水中加入0.3g氢氧化钠、0.2g碳酸氢钠、5g氯化钾、1g交联淀粉、0.4g聚阴离子纤维素PAC LV、2g磺化沥青FT-1、3g聚合醇JLX、10g氯化钾，高速搅拌30分钟。
聚胺钻井液配制：在100份海水中加入0.2g氢氧化钠、0.1g碳酸氢钠、1g交联淀粉、0.3g聚阴离子纤维素、3g磺化沥青FT-1、3g聚胺抑制剂PF-PF-UHIB、0.5g的小分子包被剂PF-UCPA、1g防泥包润滑剂PF-HUBE，高速搅拌30分钟。
油基钻井液配制：80g白油、20g质量分数为25％的氯化钙水溶液、3g有机土、1g润湿剂、2g主乳化剂、1g辅乳化剂、0.5g流型调节剂、2g石灰、2g封堵降滤失剂，高速搅拌30分钟。
将质量分数为3％的氯化钠溶液室温养护16小时，实施例1-3与对比例1-2制备的钻井液、聚合醇钻井液和聚胺钻井液在120℃下热滚16小时，油基钻井液在180℃下热滚16小时。测试几种液体的流变参数，测试结果如表1所示。
表1
性能测试结果显示，各种钻井液的流变参数均较好，能够满足目前海上作业的参数需求，但实施例3中的智能封堵水基钻井液较目前海洋广泛使用的聚合醇钻井液具有更低的API滤失量，即作业中一段时间内滤失量总量将更少。智能封堵钻井液能够克服高矿化度(20％氯化钠)的影响，将水活度调控更低，使其接近油基钻井液，从而产生更高的渗透压，而常规水基钻井液(聚合醇钻井液等)在高矿化度下流变参数控制困难。并且，本申请的智能封堵水基钻井液经热滚老化后性能参数仍然较好，说明其热稳定性能良好。
2、封堵性能测试：
针对泥页岩的非均质性以及目前对其封堵性能评价方法的不足，本申请中采用了通用的孔隙压力传递的评价方法，即在钻井液压力一定的情况下，如果滤液向地层侵入，则模拟地层端的压力上升；反之地层压力不变甚至下降(油基钻井液重要特点)。
将质量分数为3％的氯化钠溶液、聚合醇钻井液、油基钻井液、实施例3的智能封堵水基钻井液、对比例1的只加封堵防塌剂的水基钻井液和对比例2的只加封堵剂的水基钻井液分别用175目标准筛过滤，然后采用孔隙压力传递评价方法评价，结果如图1所示。
从实验结果可见，在3％NaCl溶液中，地层压力快速升高，这说明液体压力迅速向地层传递；在聚合醇钻井液中，地层压力随着时间推移而逐步升高，说明钻井液的孔隙压力还是向地层传递，只不过是传递的速度比3％NaCl溶液慢很多；在对比例1的只加封堵防塌剂的水基钻井液中，地层压力上升速度趋于平缓，较聚合醇钻井液孔隙压力传递速度明显减缓；在对比例2的只加封堵剂的水基钻井液中，地层压力变化趋势与盐水、聚合醇钻井液等发生了相反的变化，地层压力具有降低的趋势；在实施例3的智能封堵水基钻井液中，地层压力随着时间推移而降低，且趋势显著，具有接近油基钻井液的特征，证实了地层液体具有向钻井液中渗透的能力和趋势，证明本申请的智能封堵水基钻井液中的封堵剂和封堵防塌剂具有显著的协同增效效果；在油基钻井液中，地层压力传递的规律与智能封堵水基钻井液相同。因此，本申请的智能封堵水基钻井液具有接近油基钻井液的性质，能够使地层压力不升反降，实现了钻井液滤液不向地层侵入，甚至有反向的运移现象(地层压力Po下降)，从而使支撑井壁的有效压力ΔPeff＝Pm-Po始终维持较大，保持地层长时间稳定。
3、抑制性能测试：
应用XY-4型高温高压页岩膨胀仪(海安鑫旺石油科研仪器销售部)进行页岩膨胀实验，考察海水、聚合醇钻井液、聚胺钻井液、实施例3制备的智能封堵水基钻井液的抑制膨胀能力，实验结果如图2所示。
页岩膨胀实验表明在一定时间内(≤12小时)几种钻井液抑制能力相当，但超过该时间段以后，智能封堵钻井液较聚合醇、聚胺钻井液具有更强的抑制膨胀能力，但总体抑制能力均较强，20小时内最大膨胀量未超过5％。这说明本申请智能封堵钻井液中的页岩抑制剂的活性组分能吸附在粘土颗粒表面，增大粘土颗粒表面的疏水性，同时其特有的小分子结构能进入颗粒层间，从而抑制水进入颗粒层间，防止粘土颗粒吸水膨胀。
所述仅为本申请的优选实施例，并非对本申请作出任何形式上和实质上的限制。本领域的技术人员，在不脱离本申请技术方案的范围内，当可利用以上所揭示的技术内容而作出的些许更改、修饰与演变的等同变化均为本申请的等效实施例；同时，凡依据本申请的实质技术对以上实施例所作的任何等同变化的更改、修饰与演变等均在本申请的由权利要求界定的范围内。

Claims (10)

1.一种智能封堵水基钻井液，其特征在于，包括以下重量份的各组分：
2.如权利要求1所述的智能封堵水基钻井液，包括以下重量份的各组分：
3.如权利要求2所述的智能封堵水基钻井液，包括以下重量份的各组分：
4.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述封堵防塌剂为可变形封堵防塌剂。
5.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述页岩抑制剂选自乙二醇、丙三醇、聚乙二醇、嵌段聚醚和聚胺中的一种或多种。
6.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述pH值调节剂选自氢氧化钠、氢氧化钾、碳酸钠和碳酸氢钠中的一种或多种。
7.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述降失水剂选自聚阴离子纤维素和改性淀粉中的一种或多种。
8.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述流型调节剂选自黄原胶、瓜胶和韦兰胶中的一种或多种。
9.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述水活度调节剂选自氯化钠、氯化钾、甲酸钾、甲酸钠和氯化钙中的一种或多种。
10.如权利要求1-3中任一项所述的智能封堵水基钻井液，其中，所述页岩包被剂为水解度为20％～30％的部分水解聚丙烯酰胺。
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